362 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ней части разреза (до 250—300 г/л) и пониженной их минерализацией {15—30 е/л) в нижней его части, тем самым создается гидрохимиче- ская инверсия. Как правило, по мере удаления от зон разломов к пе- риферии складок минерализация вод верхней части разреза уменьша- ется, а нижней — увеличивается, и уже погруженные складки характе- ризуются нормальным гидрохимическим разрезом. Причем воды менее минерализованных аномалийных зон характеризуются различными ти- пами, в том числе сульфатным натриевым и гидрокарбонатным нат- риевым (по В. А. Сулину). При этом инверсионная гидрохимическая зональность В. В. Колодием генетически связывается с образованием залежей газа и нефти. Следует отметить закономерную связь размещения скоплений неф- ти и газа Туркмении с иодоносными и бромоносными водами. Содер- жание йода и брома в подземных водах нефтяных и газовых место- рождений нередко достигают значений, превышающих кондиционные. Это, по-видимому, обусловлено отмеченной многими исследователями связью этих компонентов с органическим веществом и продуктом его распада. При рассмотрении гидрохимических условий сохранения залежей нефти и газа, как известно, широко используется значение содержания в водах сульфат-иона, который является основным фактором подзем- ного окисления углеводородных скоплений. Можно отметить, что Цент- рально-Каракумская, Амударьинская и Мургабская нефтегазоносные области характеризуются в целом благоприятными условиями для со- хранения залежей нефти и газа, так как сульфатность вод, контакти- рующих с ними, не превышает 1 %экв. Неблагоприятными условиями характеризуются некоторые месторождения Западно-Туркменской неф- тегазоносной области (Западный Челекен, Алигул и др.), где сульфат- ность вод превышает 5 экв%), что свидетельствует о разрушении угле- водородов. Органическая составляющая подземных вод нефтегазоносных ме- сторождений Туркмении изучена еще недостаточно, она стала привле- кать внимание исследователей в самое последнее время. Однако и имеющиеся некоторые предварительные сведения позволяют отметить значительные концентрации в водах, конгактирующих с залежами газа и особенно нефти, нафтеновых кислот, фенолов, аммония, углерода, азота и некоторых других компонентов. Анализ имеющихся материалов по газонасыщенности вод нефтя- ных и газовых месторождений и составу растворенных в воде газов также позволяет отметить некоторые особенности. Это прежде всего увеличение газонасыщенности вод и упругости их по мере приближе- ния к контуру нефтяных и газовых залежей. Такие факты наблюда- ются почти на всех изученных месторождениях Каракумского и За- падно-Туркменского артезианских бассейнов. Имеются случаи, когда общая газонасыщенность в приковтурных зонах достигает 1500 см3/л и более. Происходит также смена состава растворенных в воде газов от углекисло-азотного к азотно-метановому и к метановому по мере приближения к контуру газонефтеносности. И уже в приконтурной ча- сти состав растворенных в воде газов следующий: метана до 98% и более, а тяжелых углеводородов до 5—6% и более в зависимости от свойств углеводородов, составляющих залежь. Освещение гидрогеологических условий размещения нефтяных и газовых месторождений будет неполным без характеристики темпера- турных условий. В. Н. Корценштейн (1960) установил пределы пласто- вых температур, выше которых, например, газовые залежи не могут ‹существовать и растворяются (более 120° С). Газовые скопления Турк-